I giorni 28, 29 e 30 novembre, gli uffici dell'Autorità hanno illustrato ai soggetti interessati le risultanze delle simulazioni effettuate, in riferimento al metodo tariffario transitorio da applicare ai servizi idrici negli anni 2012 e 2013. Tali risultanze saranno alla base delle proposte che i medesimi uffici faranno all'Autorità in vista del provvedimento finale.

1. Il Metodo Tariffario Transitorio
- assunzioni post simulazioni-
Autorità per l’energia elettrica e il gas
Uff. Speciale Tariffe e Qualità dei Servizi Idrici
Milano, novembre 2012
Autorità per l’energia elettrica e il gas 1

2. Processo di consultazione
La consultazione ha rappresentato un periodo di
intensa interazione con i soggetti interessati:
focus group;
documenti di consultazione;
incontri specifici;
seminari illustrativi.
Il risultato conclusivo è la sintesi:
delle proposte iniziali dell’Autorità;
delle diverse osservazioni/istanze pervenute (spesso con
natura reciprocamente inconciliabile);
delle simulazioni effettuate sulla base delle indicazioni fornite
nei seminari del 18 e 19 settembre 2012.
Autorità per l’energia elettrica e il gas 2

3. Ambito di applicazione
La metodologia tariffaria illustrata, è riferita a tutte
le gestioni, escluse le gestioni con sistema
tariffario CIPE.
Le successive indicazioni vanno intese al netto dei
costi passanti: energia elettrica, conguagli tariffari,
servizi idrici all’ingrosso e canoni/mutui degli enti
locali.
A fronte di variazioni tariffarie anomale, l’Autorità
si riserva di verificare le informazioni fornite, in
collaborazione con l’AATO di riferimento.
Autorità per l’energia elettrica e il gas 3

4. Assunzioni per lo “stress test”
X-factor e profit sharing basati sul confronto con costi standard espressi da
equazioni morfologicamente analoghe a quelle del MTN ma ribasate sui dati di
un campione di imprese.
Vite utili regolatorie allineate alla vita tecnica.
Costo storico rivalutato dei cespiti sulla base del deflatore degli investimenti
fissi lordi.
Oneri finanziari e fiscali standard.
Circolante basato su un ritardo pagamenti fatture di 60 giorni.
.
Inglobamento dei costi e dei margini degli altri servizi idrici nel vincolo ai ricavi
riconosciuti.
.
50% del margine delle attività non idriche a copertura del vincolo ai ricavi.
Gradualità come da documento di consultazione solo per le tariffe in aumento.
Costi operativi riconosciuti al netto di: accantonamenti in eccesso rispetto alle
norme tributarie, rettifiche, attività finanziarie, oneri straordinari, perdite su
crediti ecc…
Autorità per l’energia elettrica e il gas 4

5. Assunzioni modificate
Gradualità simmetrica con assorbimento del meccanismo di efficientamento
nei meccanismi di gradualità.
Non applicazione del meccanismo del profit sharing per gli anni 2012-2013.
Nel caso di vincoli ai ricavi in diminuzione:
• copertura di eventuali maggiori costi del debito;
• margine nella disponibilità delle AATO da destinare a nuovi investimenti (obbligo di
destinazione).
Per la copertura del vincolo ai ricavi sono:
• esclusi i margini delle altre attività non idriche;
• ripartiti i margini delle altre attività idriche .
Circolante valutato con un ritardo pagamenti fatture maggiorato.
Riconoscimento, nei costi operativi, anche di una quota degli accantonamenti
al fondo rischi eccedenti quelli previsti dalle norme tributarie.
Autorità per l’energia elettrica e il gas 5

6. Metodo transitorio Metodo definitivo
Mantenimento dei criteri di riconoscimento dei costi.
Non riconoscimento degli accantonamenti in eccesso.
Previsione per una regolazione della morosità.
Continuità del trattamento dei margini e dei costi delle altre
attività idriche fino all’applicazione delle nuove regole di
unbundling.
Inserimento di meccanismi incentivanti/disincentivanti al ricorso
alle anticipazioni sugli investimenti.
Applicazione dei meccanismi X-factor e profit sharing sulla base di
nuovi riferimenti standard.
Introduzione di alcuni riferimenti standard come il costo
dell’energia elerttrica o i costi per gli immobili non industriali.
Valutazione degli oneri finanziari sulla base del time-lag, per gli
investimenti a partire dal 2012.
Autorità per l’energia elettrica e il gas 6

7. Gradualità (1)
Obiettivi
Rendere graduale l’applicazione del metodo tariffario transitorio.
Prevede percorsi di efficientamento per i costi operativi maggiori
di quelli previsti nei piani d’ambito aggiornati, con convergenza
ai valori indicati dai piani medesimi.
Fornire incentivi all’aggiornamento dei piani d’ambito obsoleti, al
fine di individuare gli obiettivi di efficientamento di cui al
precedente alinea. (Verranno esclusi gli aggiornamenti che
amplifichino la differenza tra costi di piano e costi rilevati da
bilancio).
Prevedere vincoli di destinazione, ove vengano attivati
meccanismi di anticipazione degli investimenti come previsti dai
piani d’ambito.
Coprire comunque i costi del debito già contratto
precedentemente alla nuova regolazione tariffaria (31/12/2012).
Autorità per l’energia elettrica e il gas 7

8. Gradualità (2)
Meccanismi
Gradualità
allineamento ai costi in 4 anni
Efficientamento dei costi
se opex aziendali > opex piano, allineamento agli opex piano in 4 anni (gradualità a scendere)
Incentivo aggiornamento piani d’ambito
se opex piano < opex aziendali convergenza agli opex aziendali in 4 anni (gradualità a salire)
Vincoli di destinazione
se la differenza tra Vincolo di piano e Vincolo transitorio risulta positivo, il relativo riconoscimento in tariffa
è lasciato alle decisioni dell’AATO, ma è comunque equiparato ad un finanziamento a fondo perduto, senza
riconoscimento dei relativi capex
Copertura costi
riconoscimento dei maggiori costi del debito rispetto ai capex del metodo transitorio, se generati da
contratti precedenti al 2013.
Autorità per l’energia elettrica e il gas 8

9. Gradualità (3)
Algoritmi (1)
Cluster 2012 2012 2012 2012
Op<Ott Op<Ott Op>Ott Op>Ott
2012 2012 2012 2012
Cp<Ctt Cp>Ctt Cp>Ctt Cp<Ctt
2012 2013 2012 2013 2012 2013 2012 2013
VRP<VRT Opex= Op Opex= Op Opex= (3*(VRP- Opex= ((VRP- Opex=Ott Opex=Ott
+(Ott-Op)/4 +(Ott-Op)/2 Capex)+Ott)/4 Capex)+Ott)/2
PdA old Capex=Cp+(Ctt- Capex=Cp+(Ctt- Capex=Min(Cp;(Ctt+ Capex=Min(Cp;(Ctt+ Capex=3/4*(Cp Capex=1/2*(Cp
Cp)/4 Cp)/2 max(0;mutui+BTP10* max(0;mutui+BTP10 * +(Op- +(Op-Ott))+1/2*Ctt
CnS-Ctt))) CnS-Ctt))) Ott))+1/4*Ctt
VRP<VRT Opex= Ott -(Ott- Opex= Ott -(Ott- Opex= ((VRP- Opex= ((VRP- Opex=Ott Opex=Ott
Op)/4 Op)/2 Capex)+3*Ott)/4 Capex)+Ott)/2
PdA new Capex=Cp+(Ctt- Capex=Cp+(Ctt- Capex=Min(Cp;(Ctt+ Capex=Min(Cp;(Ctt+ Capex=3/4*(Cp Capex=1/2*(Cp
Cp)/4 Cp)/2 max(0;mutui+BTP10* max(0;mutui+BTP10 * +(Op- +(Op-Ott))+1/2*Ctt
CnS-Ctt))) CnS-Ctt))) Ott))+1/4*Ctt
VRP>VRT Opex=Min(Ott;(VRP_ Opex=Min(Ott;(VRP_ Opex= Opex=Min((Ott+Op)/ Opex= (3*(VRP- Opex=((VRP-
Capex)) Capex)) min((Ott+3*Op)/4;(Ot 4;(Ott+(VRP- Capex)+Ott)/4 Capex)+Ott)/2
t+3*(VRP-Capex))/4) Capex))/2)
PdA old/new Capex=Min(Cp;(Ctt+ Capex=Min(Cp;(Ctt+ Capex=Min(Cp;(Ctt+ Capex=Min(Cp;(Ctt+ Capex=Ctt Capex=Ctt
max(0;mutui+BTP10* max(0;mutui+BTP10 * max(0;mutui+BTP10 * max(0;mutui+BTP10*
CnS-Ctt))) CnS-Ctt))) CnS-Ctt))) CnS-Ctt)))
NIFoP=max(0;(VRP- NIFoP=max(0;(VRP20 NIFoP=max(0;(VRP- NIFoP=max(0;(VRP20 NIFoP=max(0;(VR NIFoP=max(0;(VRP
Opex-Capex)) 13 -Opex-Capex)) Opex-Capex)) 13 -Opex-Capex)) P-Opex-Capex)) 2013-Opex-Capex))
Autorità per l’energia elettrica e il gas 9

10. Gradualità (3)
Algoritmi (2)
Legenda
VRT Vincolo ai ricavi riconosciuto dal metodo transitorio al netto dei costi
passanti
VRP Vincolo ai ricavi riconosciuto dal piano d’ambito al netto dei costi passanti
PdA Piano d’ambito rispettivamente con aggiornamento antecedente al 2008 o
successivo al 2007
old/new
Op/Cp Opex/capex da piano d’ambito (al netto dei costi passanti come l’energia
elettrica)
Ott/Ctt Opex/capex da metodo tariffario transitorio (al netto dei costi passanti
come l’energia elettrica)
CdD Costo totale del debito
NIFoP Quota aggiuntiva di costo destinata a nuovi investimenti
Autorità per l’energia elettrica e il gas 10